广东广州：到2027年力争建成分布式光伏装机超5GW 到2030年超8GW

（一）谋划新增区外清洁电力送入。

争取区外稳定可靠电源。提前谋划西电接续和新增省外清洁电力，结合送端电源基地建设进度，积极争取青海、新疆等北方清洁能源基地、澜沧江上游清洁能源基地送电广州。加快推进省内国能清远二期、台山铜鼓电厂等煤电机组送电广州，提高煤电送入通道中风电、光伏等新能源电量占比，为广州提供稳定的电力供应和系统支撑作用。结合省内海上风电、光伏、核电开发建设进度，争取粤西海上风电、粤北清洁能源、台山核电送电广州。

加强对外联络通道建设。加快推进藏东南至粤港澳大湾区直流（藏粤直流，落点花都区500千伏花西站）建设，谋划布局藏东南澜沧江上游清洁能源基地送电南方电网直流（藏澜直流，藏桂粤/藏滇粤，拟落点南沙区500千伏万龙站），到2035年，新增省外“点对网”通道2个，新增省外电力1000万千瓦送电广州。提前布局谋划省内佛山、清远等周边城市至广州方向的“网对网”通道，配合省内送端电源建设进度加快“点对网”送电通道建设。到2035年，规划新增佛山市500千伏西江站至白云区500千伏北郊站、佛山市500千伏雄伟站至番禺区500千伏楚庭站（楚庭第二电源通道）省内“网对网”通道2个，新增外区电力550万千瓦送电广州；规划新增国能清远电厂二期至黄埔区500千伏科北站、台山铜鼓电厂至番禺区500千伏傍海站省内“点对网”通道2个，新增外区电力400万千瓦送电广州。

（二）构建坚强柔性主网架。

优化500千伏骨干网。遵循广东省目标网架建设总体部署，按照珠西北、珠西南分区建设原则，结合对外联络通道和500千伏变电站建设，形成相对清晰的分区运行结构。到2035年，基本建成“合理分区、柔性互联、安全可控、开放互济”的500千伏主网架，北部电网形成“三横三纵+多电源分散深入”的结构形态，南部电网形成“纵向双回链+多电源分散深入”的结构形态，电网供电能力得到大幅提高，短路电流得到有效控制。

完善220千伏主网架。加强立体式构网理念，提升区域间的电力互供及抵御风险能力，形成以500千伏变电站为中心的9大供电片区。相邻供电区保持2回或以上220千伏线路联络，构建手拉手供电模式。到2035年前，形成定位明确、结构清晰、柔性互联、安全可控、运行方式相对灵活的220千伏主网架。以提升供电能力和供电安全性为出发点，探索利用220千伏多端柔直互联技术化解天河、黄埔等城市负荷中心供电难题，到2035年前，规划新增天河棠下、荔湾花地2个220千伏多端柔直互联工程，珠江南北供电片区通过多端柔直实现电力互济，提前储备500千伏林高、合庆等供电中心城区片网的柔直互联工程项目站址。

超前谋划变电站布点。以广州负荷发展、电源建设、远景目标网架为指导，以实现供电能力提升且预留合理裕度为目标，聚焦“三脉、三轴、三核”重点发展区域，统筹谋划变电站总体布局，重点做好变电站布点与国土空间总体规划的衔接。到2035年，全市累计建成500千伏变电站18座，容载比1.75，另储备4座站址用地；220千伏变电站144座，容载比1.95；110千伏变电站618座，容载比2.24。

（三）打造灵活智能配电网。

协同构建中低压配电网网架。加快解决配电网网架薄弱风险，加强供电质量问题源头治理，进一步提升配电网对分布式可再生能源接入的承载力，打造本质安全中低压配电网网架。实施乡村电网巩固提升工程，推动乡村电网数字化智能化升级，推进智能配电站、智能开关站、智能台架变项目建设，提高乡村电网配电自动化有效覆盖水平。助力“百千万工程”，保障现代化养殖等农业生产电气化需求，不断提高乡村电气化水平，到2027年，累计完成约100个新时代电气化村建设；到2030年、2035年，新时代电气化村建设进一步提高到150个、200个。

消除城中村配电网供电短板。加快城中村配电网改造升级，巩固健全“地方政府有力主导、供电企业深度参与、社会各方有效协同”的城中村供用电改造共建共治模式，针对城中村拆除新建、拆整结合、整治提升等不同改造方式，制定差异化改造策略，因地制宜、因村施策，补足城中村供电设施短板。到2027年，全市城中村区域供用电质量显著提升，完成全市100个城中村的整村供电改造；到2030年，基本消除城中村低压配电网各类用电问题，完成全市200个城中村的整村供电改造；到2035年，全面消除城中村低压配电网各类用电问题，完成全部城中村及城郊融合类村庄的供电改造。

（四）提高本地电源供电能力。

推进本地骨干电源建设。统筹各类电源规模和布局，在推进广东省能源发展“十四五”规划所列广州地区电源项目的基础上，力争在“十五五”“十六五”时期增补燃气等骨干电源装机不低于400万千瓦，确保本地电源发电能力和省网下送电力能力满足电力电量平衡需要并留有合理裕度，为系统提供足够的调峰、调频、调压和阻尼支撑，提升全市新能源消纳与电力供应的调节能力。

夯实煤电兜底保障作用。增强煤电电源调节支撑能力，在“十三五”时期广州地区煤电机组均已完成“超洁净排放”改造的基础上，结合机组实际，推进存量煤电机组节能降耗、供热、灵活性“三改联动”改造升级工作。在确保电力供应安全前提下，2024年起安排增城中电荔新电厂2台煤电机组开展改造升级，持续做好南沙华润电厂“三改联动”改造工作，到2027年煤电机组清洁低碳灵活发电水平显著提升。优先保障现状煤电装机规模底线，按照广东省关于重点推进珠三角地区老旧煤电机组等容量技改的部署安排，力争2025年前开展位于南沙的珠江电厂2×600兆瓦级煤电环保替代项目，力争2027年前开展位于黄埔的广州恒运电厂升级改造项目。增强煤炭供应保障能力，推动珠电码头口岸正式开放，提升进口煤炭供应保障。

提升天然气发供电能力。推进在建的增城旺隆气电、恒运白云天然气发电、知识城恒运天然气发电等建设，新增燃气发电装机容量276万千瓦。及时协调解决电网、天然气管网工程建设中涉及的穿越保护区、征地、青赔等关键问题，确保电源项目配套送出工程、天然气管网工程同步投产。积极推进广东能源广州气电、从化气电、增城石滩热电、珠江LNG三期、广东粤华天然气发电扩建项目、粤电花都二期、白云东部天然气发电等一批燃气发电项目前期工作，做好新项目的储备。结合天然气扩大利用需求，强化气源供应保障、气源调入路径等方面研究、布局，扩大市域高压燃气主干管网覆盖面积，进一步提高上游长输管道向广州城市燃气交气压力，支撑天然气供应及应急储备需求。

（五）推动分布式光伏开发消纳。

推进分布式光伏建设。根据“宜建尽建”的原则，实施公共机构、公共设施、国有企业、园区、交通基础设施、城市建筑、乡村绿能工程，积极推动多场景分布式光伏开发与建设。在新建公共机构建筑及电力、污水处理等公共设施立项申请时明确分布式光伏建设要求，具备分布式光伏建设条件的新建公共机构和公共设施屋顶光伏项目覆盖率到2025年底达到100%，安装面积不小于屋顶可安装面积的40%；开展既有公共机构建筑和公共设施屋顶分布式光伏建设条件分析，具备建设条件的光伏项目覆盖率到2025年底达到100%，安装面积不小于屋顶可安装光伏面积的20%。积极发动园区既有物业业主开展分布式光伏建设，到2030年底既有物业光伏项目覆盖率不低于50%，新规划建设的各类园区要同步规划设计、配套建设分布式光伏项目，到2030年实现全覆盖。推进高速公路服务区、高铁站、城市轨道交通站场和车辆段、公交站场、港口码头、机场等交通运输场站安装光伏发电系统，因地制宜构建综合交通枢纽“分布式光伏+储能+微电网”系统，新建港口码头、物流枢纽实现光伏“能装尽装”。探索建筑光伏一体化建设及运营模式，开展建筑光伏一体化试点示范。到2027年，全市力争建成分布式光伏装机规模超过500万千瓦；到2030年，力争超过800万千瓦。

积极购买区外绿电绿证。加强对高耗能企业使用绿色电力的刚性约束，研究制定高耗能企业电力消费中绿色电力的最低占比要求。鼓励行业龙头企业和国有平台企业发挥示范引领作用，逐步提升绿证交易比例。

（六）协同发展多元储能。

推动电源侧储能配置。推动火电合理配置新型储能，推进在建的开发区东区“气代煤”储能调频项目、展能电厂储能调频项目等建设，开展燃煤电厂抽汽储能示范，提升运行特性和整体效益。发挥储能平滑可再生能源出力、促进可再生能源消纳作用，结合广东省的部署安排，2025年后装机容量大于3万千瓦的光伏发电项目，鼓励按照不低于发电装机容量的10%、时长2小时配置新型储能，鼓励利用自然人及村集体权属等物业建设的光伏发电项目按需配置新型储能。

加快电网侧储能发展。在负荷密集接入、大规模新能源汇集、调峰调频困难和电压支撑能力不足的关键电网节点合理布局新型储能，充分发挥其调峰、调频、调压、事故备用、爬坡、黑启动等多种功能。在供电能力不足的电网末端合理布局电网侧新型储能，提供供电保障能力。在输电走廊资源和变电站站址资源紧张区域，如负荷中心地区、临时性负荷增加地区、阶段性供电可靠性需求提高地区等，支持电网侧新型储能建设，延缓或替代输变电设施升级改造，降低电网基础设施综合建设成本。发挥国家地方共建新型储能制造业创新中心作用，探索应用压缩空气、重力储能等多种储能技术示范。

支持用户侧储能发展。鼓励工商业用户运用电化学储能、冰蓄冷储能等多种新型储能技术减少高峰时段用电需求，结合广州用冷需求量大的特点发展区域综合智慧能源。依托分布式新能源、微电网等配置新型储能，提高用能质量，降低用能成本。针对工业园区、重点用能企业、数据中心、大型商业综合体等用电量大且供电可靠性高、电能质量要求高的电力用户，结合企业生产特点和负荷特性按需配置新型储能，支撑高品质用电，提高综合用能效率效益。

（七）增强需求侧响应能力。

推进新型电力负荷管理系统建设。摸排全市变压器装机容量在500千伏安以上非居民楼宇建筑中央空调负荷资源，全面掌握大型写字楼、党政机关、商场超市、酒店等场所空调负荷资源情况，提高空调柔性负荷调控能力。推进电化学储能、充电桩、通信基站等有备用电源用电设备的负荷柔性控制。推动全市公共机构、国有企业、纳入节能监察用电企业优先完成柔性负荷改造并接入全市新型电力负荷管理系统。结合全市主要产业链企业生产特点、用能特性，考虑重点保障单位用能需求，将10千伏及以上高压电力用户全部纳入负荷管理范围，形成需求响应、有序用电和负荷控制的统一资源池。到2035年，接入新型电力负荷管理系统的负荷控制能力达860万千瓦，建立规模化车网互动和秒级可中断负荷资源池，建成国际领先的新型电力负荷管理示范体系。

开展车网互动示范。结合广州电力供需紧张区域和充电设施分布热点区域，合理规划布局充换电站。支持充电负荷规模化、常态化参与电力市场交易，鼓励V2G项目聚合参与电力现货、绿电交易以及储能容量租赁等市场。制定完善充换电设施智能化相关技术要求，推动V2G场景下的并网运行、双向计量、充放电安全防护等关键技术标准的制修订。探索与园区、楼宇、住宅等场景高效融合的V2G技术和模式，满足公共领域和私人车辆的V2G应用需求。鼓励引导充换电设施企业投建充换电旗舰站，升级海珠区琶洲海保超充站等行业内标杆示范站点。积极开展商业合作和服务模式创新，形成可复制、可推广的建设经验，积极争取国家车网互动规模化应用试点。

推广虚拟电厂模式。支持各类电力需求侧管理服务机构整合优化可调节负荷、分布式电源、新型储能等需求侧资源，以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与电力现货市场和电力辅助市场交易，创新用电服务模式，培育用电服务新业态。建立和完善需求侧资源与电力运行调节的衔接机制，逐步将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡。依托全市统一的虚拟电厂管理平台，加快推动分布式光伏、用户侧储能、V2G等接入虚拟电厂管理平台集中管理。参考深圳、重庆等地经验做法，由广州市电力管理部门组织电网企业2025年内挂牌上线“广州市虚拟电厂”，形成意向可调节能力50万千瓦，其中通过能力校核并确定可调节能力20万千瓦。到2035年，建成超大规模城市电网虚拟电厂应用样板，培育一批虚拟电厂新型产业。

（八）提升应急保障能力。

持续优化坚强局部电网。按照“坚强统一电网联络支撑、本地保障电源分区平衡、应急自备电源承担兜底、应急移动电源作为补充”的四级保障体系要求，梳理编制新增纳入坚强局部电网保障的重要用户“生命线”通道，明确坚强局部电网新增部分规模，实施交叉跨越点、密集通道风险评估，修编密集通道“一道一策”。

提升电源应急保障能力。优化本地保障电源布局，全市7大坚强局部电网每个至少接入1座本地保障电源，同时合理配置1-2台具备黑启动能力且容量足够的机组。推动展能电厂、白云气电、旺隆气电等落实黑启动或FCB功能配置要求，实施黑启动电源带负荷全路径的黑启动试验。结合珠江电厂、恒运电厂等升级改造，鼓励本地煤电机组具备孤岛运行能力和FCB功能。完善用户应急自备电源配置，加快推进重要用户配置不间断应急电源（UPS），协调推动一级及以上重要用户配置应急发电车快速接入装置。

差异设计建设电力设施。结合城市发展、综合管廊建设等要求，因地制宜提升坚强局部电网相关线路、变电站建设标准。纳入坚强局部电网范围的新增变电站采用户内变电站标准建设，新增线路按照差异化标准建设；对于重要输电线路采用同塔多回架设时，优先采用重要线路和一般线路搭配同塔建设；坚强局部电网范围内变电站采用高可靠性电气设备，重要区段杆塔、重要交叉跨越适当提高设计标准，提升结构安全性和防外力破坏能力。

四、环境影响评价

（一）规划方案合理性及协调性评价。

本规划将与经济社会发展规划、国土空间总体规划、专项规划等进行衔接，变电站用地属性基本为电力设施用地，输电线路尽量沿绿化、道路走线，电力设施及走廊布局规划合理。

（二）电磁环境影响预测和评价。

本规划建设的变电站将采取合理的电磁环境减缓措施，保证工频电场、工频磁场和无线电干扰达标，不会对变电站周围电磁环境产生明显影响。本规划包含的架空输电线路工程已通过多回路并塔、优化线路路径等方式尽可能减少占地，最大程度降低线路走廊内电磁环境影响；电缆线路经过多重屏蔽以及大地的阻隔作用，地下电缆传播到地面的工频电场、工频磁场非常微弱，远低于相应的标准限值。

（三）声环境影响预测和评价。

本规划建设的变电站将主要采用户内站型式建设，并采取合理的声环境减缓措施，保证变电站不会对站外声环境产生明显影响。本规划建设的架空输电线路将采取合理优化线路高度等措施降低架空线路对走廊外声环境的影响；地下电缆敷设埋深一般在1米以下，不会对声环境产生明显影响。

（四）生态环境影响预测和评价。

本规划实施对生态环境的影响较小，不会对区域生态系统结构、资源环境承载力、生态系统服务功能产生显著负面影响。同时，本规划将采取“多站合一”的方式充分利用土地资源，减小对生态环境的影响。

（五）水环境影响预测和评价。

本规划对变电站、线路走廊进行布局时，将本着尽量避让的原则降低对水源保护区的影响。施工过程中将采取先行修筑生活污水处理设施等防治措施，减小施工过程中产生的废污水对水环境的影响。规划实施后，输电线路运行期间无废水产生，变电站生活污水经化粪池处理，不会对附近水环境造成影响。

（六）大气环境影响预测和评价。

本规划电力建设施工时会产生扬尘，施工过程中使用的各种机械设备会排放氮氧化物、颗粒物等污染物，施工时做好施工区与居民区围挡隔离，并采取措施减少对大气的污染。

（七）邻避效应及社会环境敏感性评价。

本规划应考虑规划项目对周围社会环境的影响。对于社会环境敏感性高的建设项目，要确保项目建设合法合规，严格按照项目前期管理工作的要求，在项目开工前取得各项审批文件；采取合理可行的化解措施降低影响，如严格控制施工时间，尽量减少噪音、施工车辆出入等施工因素对居民生活的干扰，及时向居民公示文明施工措施、施工方案及项目进度等；同时，加强社会宣传力度，广泛开展有关输变电电磁环保知识的科普宣传，消除公众误解。

（八）环境风险评价。

本规划实施后，可能发生的环境风险主要是变电站主变压器爆炸、燃烧和变压器事故时油泄漏的风险。本规划各电压等级变电站设计时将严格按照变电站设计规范和技术规程的规定，合理确定主变压器容量和负载率，配置必要的过电压保护、短路保护、过载保护、接地设施以及在线温升监测装置、消防设施，变电站建成投运后变压器事故油泄漏造成的环境风险极低。

五、保障措施

（一）加强组织领导。

加强对能源电力供应保障工作的组织领导，明确职责分工，细化工作责任，强化督促落实，加强工作统筹，强化协同联动。发挥广州市保障能源供应协调领导小组、广州市能源电力保供工作专班、市电力基础设施建设和电力设施迁改指挥部办公室等统筹协调作用，统筹研究重要事项，及时协调解决，确保各项任务措施落实落细。

（二）加强要素保障。

落实关于价格、财政、投资、金融等政策。充分发挥价格杠杆作用，推动可再生能源发展利用、电力结构优化升级等。对电网、电源等重大建设项目，在用地、用林等要素方面依法依规给予支持。引导鼓励社会资本参与光伏、储能等项目建设。

（三）加强监测预警。

建立完善电力安全监测预警工作机制，动态监测电力安全风险，按照局部突发性风险、区域性风险、系统性风险等界定预警级别，适时启动分级动用和应急响应机制。市、区电力管理部门组织有关部门和单位落实《电能质量管理办法（暂行）》等规定。各区要切实履行电力供应保障的主体责任，加快建立本区监测预警机制，保障电力安全。

（四）加强实施跟踪。

各区、各单位要按照规划确定的发展目标、主要任务和职责分工，加强工作统筹和日常调度，协调推进工作，确保规划成果有序落地，规划目标任务顺利完成。根据国家政策要求、供需形势和项目实际情况，及时调整工作部署，加强实施情况监测与评估，对各项目建设进度开展督查及通报工作。